Vaca muerta con producción reducida por falta de mantenimiento

Vaca muerta con producción reducida por falta de mantenimiento

Freno. Las petroleras debieron cerrar pozos por falta de mantenimiento del ducto que conecta con el centro de distribución bonaerense

Un inesperado cuello de botella comenzó a impactar en los planes de producción de las empresas petroleras que operan en Vaca Muerta.

Se trata del ducto que conecta casi la totalidad de los pozos de la cuenca neuquina con el centro de distribución en Buenos Aires, donde se almacena y se envía una parte a las refinerías y otra para exportación.

El retraso en obras de mantenimiento de este ducto les puso un límite a los volúmenes de crudo que las productoras pueden evacuar, y esto ya hizo que varias compañías tuvieran que frenar la producción.

Algunos actores del sector dicen que es un problema que se podría haber evitado si la empresa a cargo de la concesión, Oldelval, hubiera acelerado las inversiones en mantenimiento del ducto de 1700 kilómetros, que se extiende desde Rincón de los Sauces y Plaza Huincul, en Neuquén, y Puerto Rosales, en Punta Alta, al sur de Buenos Aires.

En el medio atraviesa las provincias de Río Negro y de La Pampa.

La paradoja es que los dueños de Oldelval son las mismas empresas productoras. Ellos son YPF (37%), Exxon Mobil (21%), Chevron (14,5%), Pan American Energy (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol (2,1%) y Pampa Energía (2,1%).
Fuentes de la compañía explicaron a la nación que, por la pandemia, muchas de las obras que habían comenzado tuvieron que ser suspendidas.

Además, indicaron que la producción de petróleo creció a un ritmo mucho mayor al esperado.
“Tenemos una planificación en la cual todos los clientes cargan al sistema los volúmenes que van a entregar, y los niveles actuales que observamos no son los que teníamos previstos”, comentaron.

Ante esta situación, la compañía anunció que destinaría una inversión de US$50 millones para aumentar paulatinamente la capacidad de bombeo de los actuales 35.000 metros cúbicos por día (m3/d) a 42.000 m3/d para julio de 2022, que es el tope máximo. En realidad, es una recuperación de la capacidad de bombeo original que tenía el ducto cuando el Estado le dio la concesión al sector privado, en 1993. Esto permitirá solucionar el problema en dos o tres meses.

“¿Para qué hacer más pozos si luego tenemos que cerrar producción?”

“Se demoraron en hacer las ampliaciones que tenían comprometidas hace un tiempo porque nunca creyeron que la producción iba a crecer tanto y tan rápido”, se quejaron en una petrolera internacional, que admite que deberá bajar el ritmo de producción. “¿Para qué hacer más pozos si luego tenemos que cerrar producción?”, indicaron.
Esta limitación ocurre en un contexto en el cual hay una brecha de más de US$20 entre el precio local del barril de petróleo (US$55) y el Brent (US$80), la cotización internacional que se toma de referencia en la Ar gentina. Para lograr que se mantenga el precio doméstico de la nafta y el gasoil sin cambios, desde mayo fue importante que las petroleras pudieran exportar los excedentes a valores altos.

Al limitar ahora esta posibilidad, se tensan aún más las negociaciones entre las productoras y las refinadoras por aplicar un aumento del precio interno del crudo, que repercutiría en los combustibles.

El cuello de botella trajo aparejados otros problemas. A diferencia de los gasoductos, donde la capacidad de transporte se licita, el ducto es abierto y cada empresa puede cargar crudo a la red sin contratos preestablecidos, lo que en la jerga del sector se llama open season. Sin embargo, según la ley de hidrocarburos, tienen prioridad de despacho las empresas accionistas de Oldelval, lo que también genera malestar en el resto. Sin embargo, unas de las compañías accionistas aclaró que la prioridad de entrega sólo aplicaría a Oldelval, que es la empresa que tiene la concesión, no los accionistas. “Si los accionistas tuviesen prioridad, no habrían recortado la inyección como hicieron”, dijeron.

Pero esta parálisis en la producción no es la única preocupación de las petroleras. En cinco años vence la concesión del ducto y, al no haber certidumbre sobre qué ocurrirá luego, los accionistas no ven señales para invertir en obras de mayor envergadura.

Por ejemplo, la compañía debe reacondicionar cuatro estaciones de bombeo, que llevan dos equipos cada una. Cambiar cada una cuesta alrededor de US$17 millones. Solo avanzar con estas obras requeriría una inversión de US$136 millones.

Asimismo, cada kilómetro nuevo de ducto cuesta US$500.000 por los materiales que son necesarios. Esta falta de mantenimiento está forzando el sistema, según advierten en el sector, que también es sensible por su posible impacto en el medio ambiente.

Fuente: LaNación